IMO 2020 : le choc reglementaire des spreads produits

Une norme environnementale sur le soufre marin peut déplacer un spread de raffinage davantage qu’un mouvement du baril. IMO 2020 l’a montré en janvier 2020, avant que la pandémie ne rende l’effet illisible.

Le plafond soufre de 2020 est le cas d’école d’un moteur de spread rarement cité : la réglementation. Reste à distinguer ce que la norme a fait de ce que le COVID a fait à sa place.

Ce que le marché redoutait avant 2020

Fin 2019, une crainte dominait les salles de marché pétrolières : un choc sur le gazole. L’Energy Information Administration (EIA), dans son Short-Term Energy Outlook de janvier 2019, anticipait que la marge de raffinage du diesel passe de 43 cents par gallon en 2018 à 48 en 2019 puis 65 en 2020, avec un effet qu’elle jugeait le plus aigu en 2020 avant de s’estomper. Dans le même exercice, l’EIA voyait le rendement en distillats des raffineries passer de 29,5 % en 2018 à 31,5 % en 2020, au détriment de l’essence (de 46,9 % à 45,6 %), et la prime du brut léger doux sur le brut lourd sulfureux s’élargir, le Brent gagnant environ 2,50 dollars le baril de ce seul fait. Le raisonnement tenait à la chimie du raffinage et remontait jusqu’au choix du brut.

Pour fabriquer le nouveau fioul conforme à 0,5 % (le VLSFO), les raffineurs devaient mobiliser des coupes distillées, notamment du gasoil sous vide (VGO). Or le VGO alimente aussi la production de diesel. Sandy Fielden, directeur de la recherche pétrole chez Morningstar, a résumé la peur : même des raffineurs sophistiqués redoutaient de ne pas produire assez de fioul conforme sans rogner sur les produits légers. Sur un marché mondial des soutes d’environ 4 millions de barils par jour (EIA), la demande de carburant conforme semblait de nature à drainer le distillat et à faire flamber le crack diesel. C’est exactement la divergence des marges diesel et essence qui était censée se creuser.

Le plafond soufre, mode d’emploi

La règle est simple dans son principe. Depuis le 1er janvier 2020, un navire hors zone de contrôle des émissions (ECA, où le plafond est de 0,1 %) doit brûler un carburant à 0,5 % de soufre au maximum, contre 3,5 % auparavant (OMI, MARPOL Annexe VI). Trois voies de conformité coexistent : basculer vers le VLSFO, un fioul reformulé à basse teneur ; passer au gazole marin (MGO), un distillat plus cher ; ou installer un épurateur (scrubber) qui lave les fumées et permet de continuer à brûler le fioul lourd à haute teneur (HSFO). Le plafond de 2020 prolongeait des resserrements antérieurs, dont la baisse du soufre marin de 1,0 % à 0,1 % dans les zones ECA en 2015 (EIA) : les raffineurs ne partaient pas de zéro.

Le prix de la conformité tient à la désulfuration. Retirer le soufre d’un résidu lourd, ou transformer ce résidu en produits plus légers, exige des unités de conversion coûteuses (hydrotraitement, cokéfaction). L’EIA notait que le fioul à basse teneur se paierait avec une prime reflétant ce coût de désulfuration. C’est le point qui sépare une raffinerie complexe d’une raffinerie simple, et l’un des déterminants d’une marge de raffinage les moins visibles depuis la pompe. Il explique aussi pourquoi le choc n’a pas frappé tout le monde de la même façon.

Un pic d’un mois, puis le COVID

Au tout début de 2020, le marché a d’abord validé le scénario. S&P Global Platts a relevé l’écart entre fioul à 0,5 % et fioul à 3,5 % à son maximum le 3 janvier 2020, à 321,50 dollars la tonne en base FOB Rotterdam barges. La moyenne mensuelle de janvier de l’écart VLSFO-HSFO en soute a atteint 223,10 dollars la tonne (OPIS), avant de décliner sans discontinuer. Le VLSFO valait soudain une prime record sur le résidu à haute teneur, la demande de soutes conformes ayant bondi dès l’entrée en vigueur. Pendant quelques semaines, IMO 2020 s’est comporté exactement comme annoncé.

Puis le calendrier a joué contre la lisibilité. Dès février 2020, la crise du COVID a comprimé la demande de produits raffinés (S&P Global), et le contre-choc pétrolier de mars a fait le reste. L’écart VLSFO-HSFO, parti d’environ 290 dollars la tonne en Europe du Nord fin 2019, est brièvement retombé sous 45 dollars la tonne en cours d’année (ING). Le crack diesel tant redouté n’est jamais venu : l’effondrement de la demande d’essence a libéré du VGO bon marché vers le bassin VLSFO, si bien qu’il restait assez de molécules distillées pour alimenter à la fois le fioul conforme et le gazole (Morningstar).

La conséquence s’est lue jusque dans les cales. Le calcul du scrubber, qui suppose un écart VLSFO-HSFO assez large pour rentabiliser l’investissement, s’est effondré : selon ING, le délai de retour, de l’ordre d’un à deux ans en début d’année, est passé à quatre à six ans à mesure que l’écart glissait vers 50 dollars la tonne, et Clarksons estimait que jusqu’à 700 installations pouvaient être reportées ou annulées. Un mois de choc réglementaire, puis le COVID a réécrit la suite.

L’avantage durable aux raffineries complexes

Sous le brouillage des prix, une recomposition structurelle, elle, a bien eu lieu. Le VLSFO s’est imposé comme le carburant de choix : au premier semestre 2020, il représentait près de 70 % des ventes de fioul de soute à Singapour, contre environ 11 % pour le gazole marin et 18 % pour le HSFO (ING). Le basculement anticipé vers un distillat cher, le MGO, n’a pas eu lieu ; les raffineurs ont su reformuler leurs flux vers le VLSFO. La transition s’est faite sans à-coup d’approvisionnement : au premier trimestre 2020, environ 96 % des navires entrant à Singapour utilisaient un carburant conforme (ING), et le HSFO, loin de disparaître, représentait encore 28 % des ventes de soute à Rotterdam sur l’année, et 34 % au quatrième trimestre (S&P Global), soutenu par les navires équipés de scrubbers.

Ce sont les raffineries dotées d’unités de conversion qui ont capté l’avantage. Fin septembre 2020, le crack Brent du fioul marin à 0,5 % dépassait en Europe celui du gazole, du gasoil et du kérosène (S&P Global) : un produit hier résiduel valait désormais plus cher à raffiner que des distillats traditionnellement plus rentables. Cette hiérarchie inhabituelle donne d’ailleurs son relief à le crack du kérosène, longtemps ignoré par le calcul standard des marges. Le HSFO lui-même a trouvé un débouché comme charge de cokéfaction pour les raffineurs complexes, si bien que son crack Brent européen s’est raffermi, à -8,74 dollars le baril en moyenne en 2020 contre -13,62 en 2019 (S&P Global). Une raffinerie simple, incapable de désulfurer ou de convertir, n’a eu accès ni à la prime VLSFO ni à ce débouché.

Ce que le COVID empêche de mesurer

Reste une limite que toute lecture honnête doit poser. Isoler l’effet propre d’IMO 2020 de celui de la pandémie est, pour l’année 2020, quasiment impossible. La seule fenêtre à peu près propre est le pic de janvier, antérieur à la contraction de la demande : là, le spread répond à la réglementation et à rien d’autre. Tout ce qui suit mêle deux chocs de sens opposés, une norme qui tend les spreads et une récession qui les écrase.

Cette prudence ne vide pas le cas de sa portée. Elle en déplace le centre de gravité : d’un choc de prix spectaculaire, attendu puis effacé, vers une recomposition durable des débouchés et des primes. Le signal conjoncturel a été noyé ; l’empreinte structurelle, elle, a tenu, visible dans la hiérarchie des cracks et dans la formation des marges de raffinage selon la complexité de l’outil.

Un moteur de spread qui n’est pas le baril

IMO 2020 laisse un enseignement qui dépasse les soutes : un spread de raffinage n’obéit pas qu’au brut. Une décision réglementaire, en déplaçant la demande d’un produit vers un autre, peut réordonner les primes plus vite et plus durablement qu’un mouvement de prix du baril. Reste à savoir quelle part de cet héritage résistera au prochain virage de la demande maritime, entre retour du HSFO via les scrubbers et montée des carburants alternatifs.

Mis à jour le 1 août 2026